火电厂烟气脱硝技术概论

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大唐科技-脱硝技术介绍zhou资料

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烟气脱硝技术
中国大唐集团科技工程有限公司
1
内容
一、火力发电厂烟气脱硝技术概述 二、SCR脱硝系统 三、催化剂
2
一、火力发电厂烟气脱硝技术概述
1、脱硝技术的分类
➢ 燃烧前脱氮
生物脱氮技术等
➢ 燃烧过程中的NOx脱除
低氮燃烧技术、循环流化床洁净燃烧技术(CFBC)、 洁净煤发电技术
➢ 烟气脱硝技术
火力发电厂:选择性催化还原技术(SCR)、 选择性非催化还原技术(SNCR) SNCR - SCR 联合技术
10
选择性催化还原法(SCR)系统工艺流程
省煤器
锅炉
脱硝装置 空预器
系统主要组成: SCR反应器及催化剂 烟道系统 氨储存供应系统 氨喷射及混合系统(AIG) 控制系统 电气部分
混合器
氨气缓冲罐
液氨蒸发槽 稀释风机
液氨储罐
演示
11
SCR工艺系统-氨区(一)来自省煤器锅炉脱硝装置 空预器
氨气缓冲罐 混合器
6 NO2 + 8 NH3 ➙ 7 N2 + 12 H2O
NO+NO2+2NH3 ➙ 2N2+3H2O
副作用方程式
SO2 + 1/2 O2
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
8
选择性催化还原法(SCR)常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
9
SCR性能参数选取及运行控制要求
➢ 保证氨和烟气的均匀混合 ➢ NH3/NOx沿烟道截面均匀的分布
NH3喷射格栅(AIG)
16
SCR工艺系统-反应器和催化剂

火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨

火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨

火电厂锅炉脱硫脱硝技术探讨火电厂锅炉脱硫脱硝技术是指通过一系列化学反应的方法,将锅炉烟气中的硫氧化物(SOx)和氮氧化物(NOx)转化为无害的化合物,以达到减少大气污染物排放的目的。

脱硫技术是指去除烟气中的SOx的方法。

常见的脱硫技术包括石灰石湿法脱硫、海藻酸脱硫、氨法脱硫和选择性催化还原脱硫等。

石灰石湿法脱硫是最为常用的一种脱硫技术,其原理是将石灰石与烟气进行反应,生成石膏(CaSO4·2H2O)来吸附SOx。

海藻酸脱硫是利用海藻酸溶液与烟气进行反应,生成海藻酸盐(CaSO4·0.5H2O)来吸附SOx。

氨法脱硫是通过向烟气中喷射氨水,将SOx与氨水中的氨发生反应,生成硫化氨气体(NH4HSO4),然后在催化剂的作用下,再经过一系列反应转化为硫酸氨。

选择性催化还原脱硫是指在适当温度和氧化还原条件下,通过将氨水或尿素溶液喷射到烟气中,使烟气中的NOx和NH3发生反应,生成氮气和水。

脱硫脱硝技术的选择应综合考虑火电厂锅炉的工艺特点、烟气成分及排放标准等因素。

不同的方法在脱硫脱硝效率、运行成本、投资费用等方面存在差异。

选用合适的脱硫脱硝技术对于提高火电厂锅炉的环保性能非常重要。

随着环保意识的提高和对大气污染物排放标准的不断加大,火电厂锅炉脱硫脱硝技术的研发和应用也得到了广泛关注。

目前,我国在火电厂锅炉脱硫脱硝技术方面已取得了一些进展,但还存在一些亟待解决的问题。

脱硫脱硝技术的运行成本较高,需要进一步研究降低运行成本的方法;脱硫副产物的处理方式还需要进一步完善;部分脱硫脱硝技术对配套催化剂的要求较高,需要提高催化剂的稳定性和寿命等。

火电厂锅炉脱硫脱硝技术的研究和应用是实现清洁能源转型的重要环节。

只有通过不断创新和技术改进,才能有效降低大气污染物排放,保护环境。

烟气脱硫脱硝技术概述(131页)

烟气脱硫脱硝技术概述(131页)

第四阶段:二十一世纪开始到现在。随着 工业的发展,全世界都面临着环境酸化 的威胁,特别是发展中国家环境酸化已 严重阻碍其生产和社会的发展,纷纷制 定了更加严格的大气污染防治法则。同 时,随着环境、资源、人口与可持续发 展矛盾的突出,采用投资小、运行费用 低、效率高的资源化烟气脱硫脱氮技术 成为发展趋势。
3.选择性非催化还原法 (Selective Non—Catalytic Reduction,简称SNC
选择性非催化还原法中只用NH3、尿素 [CO(NH2)2]等还原剂对NOx进行选择性反应,不 用催化剂,因此必须在高温区加入还原剂,不同 还原剂有不同的反应温度范围,此温度范围称为 温度窗。NH3的反应温度区为900-1100℃。
4.石膏制备系统
从吸收塔排出的石膏浆液,在水力旋流分 离器中增稠到其固体含量约40%~60%,同时 按其粒度分级。然后将稠化的石膏用真空皮带 脱水机脱水至石膏含水量10%以下,送到石膏 仓储存。为了使Cr含量减少到不 影响石膏使用的程度,在用真空皮带脱水机对 石膏进行脱水的同时应对其进行洗涤。石膏脱 水系统示意图见图
除了C102外,由于氯酸的强氧化性,还可采用 氯酸氧化工艺进行同时脱硫脱氮,脱硫率可达 98%,脱氮率达95%以上。氯酸的来源是氯酸 钠电解,采用两段脱除工艺。 ①氯酸脱硫原理
②氯酸脱硝原理
采用强氧化剂脱氮的主要缺点是容易 对设备造成强腐蚀,另外,氧化剂的回收 、吸收废气后溶液的处理等较为困难。这 些都是阻碍此类工艺应用的因素。
脱硫反应的基础是溶液中H+的生成,只有H+的存 在才促进了Ca2+的生成,因此,吸收速率主要取 决于溶液的pH值。因此,控制合适的pH值是保证 脱硫效率的关键。故所有湿式脱硫工艺都把研究 的重点放在吸收液pH值的稳定控制方面。

电厂烟气脱硫脱硝及治理策略

电厂烟气脱硫脱硝及治理策略

电厂烟气脱硫脱硝及治理策略随着工业化进程的不断推进,电厂作为能源生产和供应的重要角色,也面临着环境保护和污染治理的挑战。

烟气脱硫脱硝是电厂环保工程的重要组成部分,其治理策略对于保护环境、减少大气污染具有重要意义。

一、烟气脱硫脱硝技术原理1. 烟气脱硫燃煤等化石能源在燃烧过程中会产生二氧化硫等有害气体,为了减少对环境的污染,需要进行烟气脱硫处理。

常见的脱硫方法包括湿法脱硫和干法脱硫。

湿法脱硫是利用喷雾喷淋、吸收剂等技术将烟气中的二氧化硫吸收并转化为硫酸盐,从而达到脱硫的效果;干法脱硫则是通过在燃烧过程中添加吸收剂或增加脱硫装置来实现脱硫的目的。

这些方法可以有效减少燃煤电厂烟气中的二氧化硫排放,提高环境空气质量。

2. 烟气脱硝燃煤等化石能源的燃烧过程中还会产生氮氧化物,这些物质对大气环境的影响也较为严重。

烟气脱硝也是电厂环保工程中的重要内容。

常用的脱硝方法包括选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原(SNCR)等技术。

SCR技术是利用催化剂对烟气中的氮氧化物进行催化还原反应,将其转化为氮和水,从而实现脱硝的效果;SNCR技术则是通过在燃烧炉中喷射氨水等还原剂,利用高温下的非催化还原反应将氮氧化物转化为氮、水和二氧化碳。

这些脱硝技术可以有效减少电厂烟气中的氮氧化物排放,减轻大气污染的程度。

1. 技术升级随着环保要求的不断提高,电厂需要不断升级现有的脱硫脱硝设备,采用更加先进和有效的脱硫脱硝技术。

还可以结合多种技术手段,如脱硫脱硝与除尘、脱硫脱硝与余热回收等综合利用,提高设备的能效比和治理效果。

2. 管理控制电厂需要建立严格的废气排放监测和管理制度,对脱硫脱硝设备的运行情况进行实时监测和调整,确保设备处于最佳运行状态,减少废气排放。

还需要加强对操作人员的培训和管理,提高其对设备运行和维护的认识和技能,确保设备运行的稳定和效果的持久。

3. 成本控制烟气脱硫脱硝需要投入大量的资金和人力,因此需要进行成本控制和效益评估。

火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究

火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究

火力发电厂烟气脱硫脱硝技术研究近年来,环保问题愈发受到全球的关注,尤其是火力发电厂的烟气排放问题。

烟气中的二氧化硫(SO2)和氮氧化物(NOx)是主要的大气污染物之一,对环境和人类健康造成严重威胁。

为了保护生态环境,火力发电厂需要采取有效的脱硫脱硝技术来降低这些有害物质的排放。

脱硫技术是指通过化学或物理方法将烟气中的二氧化硫转化为其他形式,从而使其不再对环境造成危害。

目前,常用的脱硫技术主要包括石灰石石膏法、海水脱硫法和氨法。

其中,石灰石石膏法是最常用的一种。

该技术通过将石灰石和氧化钙与烟气中的二氧化硫发生反应,生成硫酸钙,然后与水反应生成石膏,最终实现脱硫的效果。

海水脱硫法则是通过将海水喷雾到烟气中,使二氧化硫与海水中的盐发生反应,生成硫酸盐,并通过后续处理将盐回收利用。

氨法是通过将氨气喷入烟气中,形成硫氨酸和硫酸铵来脱除二氧化硫。

与脱硫技术相比,脱硝技术的研究相对较晚。

脱硝技术主要是通过化学反应、吸附和催化等方法将烟气中的氮氧化物转化为无害物质,减少其对大气环境的污染。

目前,常用的脱硝技术主要包括选择性催化还原(SCR)法、选择性非催化还原(SNCR)法和吸收液脱硝法。

其中,SCR法是最为常用的一种。

该技术利用催化剂使烟气中的氮氧化物与尿素或氨气发生反应,生成氮气和水蒸气,从而实现脱硝的效果。

SNCR法则是通过在烟气中喷射氨水或尿素溶液,使其中的氨水或尿素与烟气中的氮氧化物发生反应,形成氮气和水蒸气。

研究火力发电厂烟气脱硫脱硝技术的目的是为了最大程度地降低大气污染物的排放,保护生态环境。

在研究过程中,需要考虑以下几个方面。

首先,要对不同脱硫脱硝技术的脱除效率和经济性进行评估。

不同的技术会有不同的成本和效果,需要根据实际情况选择适合的技术。

其次,要研究火力发电厂烟气特性对脱硫脱硝技术的影响。

不同火力发电厂烟气中二氧化硫和氮氧化物的浓度和物理性质会对脱硫脱硝技术的效果产生影响。

最后,要研究脱硫脱硝技术对烟气中其他污染物的影响。

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保

火电厂烟气脱硫脱硝技术应用与节能环保随着工业化进程的加快以及能源消费量的不断增加,燃煤火电厂作为我国主要的能源供应方式,占据着重要的地位。

燃煤火电厂在发电过程中产生的大量烟气中含有的二氧化硫和氮氧化物等有害物质给环境带来了严重的影响。

为了保护环境,减少空气污染,我国对火电厂烟气的净化技术提出了更高的要求,其中烟气脱硫脱硝技术应用成为了重点。

本文将从火电厂烟气脱硫脱硝技术的应用与节能环保方面进行探讨。

一、烟气脱硫脱硝技术概述1. 烟气脱硫技术烟气脱硫技术是指利用化学方法或物理方法降低烟气中二氧化硫的浓度,从而减少对大气环境的污染。

目前常见的烟气脱硫方法包括湿法石膏法、干法石灰石法和氨法等。

湿法石膏法是目前应用最为广泛的一种方法,其原理是将石膏与二氧化硫反应生成硫酸钙,从而达到脱除二氧化硫的目的。

烟气脱硝技术是指采用各种方法降低烟气中氮氧化物的浓度,从而减少对大气环境的污染。

常见的烟气脱硝方法包括选择性非催化还原(SNCR)、选择性催化还原(SCR)以及催化氧化法等。

SCR技术由于具有高脱硝效率、低能耗和低副产物生成等优点,被广泛应用于火电厂的烟气脱硝工程中。

目前,我国火电厂烟气脱硫脱硝技术应用已取得了显著的成效。

各地燃煤火电厂纷纷按照国家环保政策的要求,进行烟气脱硫脱硝改造,以减少大气污染物排放。

京能集团旗下的燕山热电厂采用了世界先进的湿法石膏法脱硫技术,将烟气中的二氧化硫大幅降低,达到国家排放标准。

与此该公司还引进了SCR脱硝技术,通过对烟气进行催化还原处理,有效降低了氮氧化物的排放浓度。

神华集团、华电集团等国内大型火电企业也在技术改造方面取得了积极成果,不断提高烟气脱硫脱硝技术的应用水平。

1. 节能作用烟气脱硫脱硝技术的应用在一定程度上有助于提高火电厂的能源利用率,达到节能减排的目的。

烟气脱硫过程中所需的吸收剂以及脱硝过程中的催化剂等均属于能源材料的消耗,但通过技术改造和优化设计,可以降低该消耗量,提高设备和反应效率,从而达到节能要求。

正文:火力发电机组烟气脱销技术概述

正文:火力发电机组烟气脱销技术概述

火力发电机组烟气脱硝技术概述马晟恺(华能上海电力检修公司上海200942)摘要:环境保护是我国基本国策,尤其是水污染控制、大气污染控制、固体废物处理、生态保护,成为了我国环保部门的工作重点。

大气污染问题引致全球变暖、臭氧层破坏、酸雨等一系列问题。

其中酸雨的主要成分为人类和自然排放的SOx和NOx。

对于火力发电机组,SOx和NOx以及引发温室效应的COx成了严厉控制的焦点。

本文针对电厂脱硝技术,详述电厂脱硝技术的原理及应用。

同时对该技术提出改进和处理措施。

关键词:NOx;火力发电机组;原理;应用;脱硝。

作者简介:马晟恺(1987-),从事大型火力热能装置检修工程技术工作。

一、概述环境保护是我国基本国策,尤其是水污染控制、大气污染控制、固体废物处理、生态保护,成为了我国环保部门的工作重点。

大气污染问题引致全球变暖、臭氧层破坏、酸雨等一系列问题。

其中酸雨的主要成分为人类和自然排放的SOx和NOx。

本文主要针对火力发电机组NOx的排放和治理原理和应用进行说明。

通常所说的额NOx 有很多种不同的形式,如:N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5。

其中,N2O和NO是如今最重要的大气污染物之一。

我国NOx排放中70%是源于煤炭的燃烧,所以火力发电机组也是我国目前NOx排放的主要根源之一。

本文主要研究低氮燃烧技术、SCR技术、SNCR技术和SCR/SNCR混合技术四种形式的脱硝技术。

本文将从设备原理、设备选型与经济性、脱硝设备对其他设备的影响几方面着手,对火电机组脱硝技术进行研究。

二、设备原理2.1NOx的产生研究表明,氮氧化物的产生途径有三种:(1)热力型NOx(Thermol NOx),指空气中的氮气在高温下氧化而生成NOx;(2)燃料型NOx(Fuel NOx),指燃料中含氮化合物在燃烧过程中进行热分解,继而进一步氧化而生成NOx;(3)快速型NOx(Prompt NOx),指燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH 等反应生成NOx。

火力发电厂脱硫脱硝工艺知识讲解

火力发电厂脱硫脱硝工艺知识讲解
至只有欧洲现行标准的一半 ) 烟尘 30mg/m3
排放总量控制————产生史上最严厉标准
中国燃煤SO2污染现状
中国的大气污染属典型的煤烟型污染,以粉尘和酸雨危害最大,酸雨问题实质 就是SO2污染问题。
中国SO2污染经济损失(2005) (单位:109元人民币)
SO2控制区 控酸雨制区 “两控区” 两控区之外
巴威公司对某500MW机组的设计比较(入口SO2浓度1800ppm,脱硫率95%)
项目
Ca/S L/G(L/Nm3) 液气比
烟气压降 (Pa) 泵功率(KW) 风机功率(KW) 总功率(KW)
采用托盘 1.03 14.5
1240 2760 6860 9620
不采用托盘 1.03 20
870 3750 6580 10330
(2)吸收剂耗量低,钙硫比≤1.03; (3)石膏品位高,含水率≤10%。
系统流程图
主要设备
●吸收塔
上部浆液PH值低,提高氧化效率; 加入氧化空气,增大石灰石溶解度; 石膏排出点合理; 特殊设计的吸收塔喷嘴,不易堵塞; 采用独特的吸收池分隔管件,将氧化区和新 鲜浆液区分开,有利于SO2的充分吸收并快 速生成石膏,而且生成石膏的晶粒大; 采用专利技术的脉冲悬浮搅拌系统; 净化的烟气可通过冷却塔或安装在吸收塔顶 部的烟囱排放。
电厂烟气脱硫脱硝工艺简介
第一部分 烟气脱硫技术
一、燃煤产生的污染 二、烟气排放标准 三、烟气脱硫技术概况 湿法烟气脱硫技术(WFGD技术) 半干法烟气脱硫技术(SDFGD技术)
旋转喷雾干燥法 烟气循环流化床法脱硫 增湿灰循环脱硫(NID)
干法烟气脱硫技术(DFGD技术)
炉膛干粉喷射 高能电子活化氧化法(EBA) 荷电干粉喷射(CDSI)

火电厂SCR烟气脱硝技术(详细版本)

火电厂SCR烟气脱硝技术(详细版本)

SCR烟气脱硝技术选择性催化还原法烟气脱硝技术(Selective Catalytic Reduction,SCR)是指在一定温度和催化剂的作用下,“有选择性”地与烟气中的NO x反应并生成无毒无污染的N2和H2O。

还原剂可以是碳氢化物(如甲烷、丙烯)、NH3、尿素等。

工业应用的主要是氨水(25%)、液氨,其次是尿素。

SCR反应原理首先由ENGELHARD公司发现并于1957年申请专利,后来日本成功研制出了现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂,并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅炉上成功投入商业运用。

1975年日本Shimoneski 电厂建立了第一个SCR系统的示范工程,日本大约有170套装置,接近100GW容量。

在欧洲有大约120多套SCR装置。

我国明确规定自2004年1月1日开始执行新的《火电厂污染物排放标准》GB13223-2003,强化NO x排放控制,以后建设的火力发电锅炉必须预留烟气脱硝装置空间。

新建电厂应严格按照环保“三同时”原则,进行脱硝建设,排放不得超过250mg/Nm3。

SCR烟气脱硝技术目前成为世界上应用最多、最成熟并且最有效的一种烟气脱硝技术。

SCR技术对锅炉烟气NO x控制效果十分显著,占地面积小,技术成熟,容易操作,可作为我国燃煤电厂控制NO x污染的主要手段之一。

但SCR技术消耗NH3和催化剂,目前我们使用的催化剂大多还是依赖国外产品,因此催化剂的费用通常占到SCR系统初始投资的一半左右,其运行成本很大程度上受催化剂寿命影响,因此存在运行费用高、设备投资大的缺点。

烟气脱硝采用的主要手段是干法,其原因是NO x与SO3相比,缺乏化学活性,难以被水溶液溶解吸收;而NO x经还原后成为无毒的N2和H2O,脱硝的副产物容易处理。

SCR和SNCR在大型燃煤电厂获得了较好的商业应用,其中SCR在全球范围内有数百台的成功应用业绩和十几年的运行经验,日本和德国95%的烟气脱硝装置采用SCR 技术,该方法技术成熟、脱硝率高、几乎无二次污染。

燃煤发电机组脱硝技术介绍

燃煤发电机组脱硝技术介绍
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3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的原理及布置形方式
➢ 选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction)SCR技术
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SCR-选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction)
SCR技术:还原剂(NH3)在催化剂的作用下, 将烟气中NOx还原为氮气和水'。“选择性”

存储条件
常压,干态
储存方式
微粒状
设备投资

占地

初投资

设备安全要求
基本上不需要
优点
没有溢出危险,设备占地面 积小,对周围环境要求低
缺点
还原剂能耗大,系统设备投 资和还原剂成本高
液氨
氨水




有毒
有害


高压
常压
液态
液态






有法律规定
需要
还原剂和蒸发液氨成 液体溢出后的扩散范围小于 本低,储存体积小 液氨,浓度范围容易控制
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
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选择性催化还原法(SCR)常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
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4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响
对空气预热器的影响 对引风机和烟道的影响 对锅炉性能与安全性的影响 对锅炉尾部布置的影响
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对空气预热器的影响
加拿大
新西兰 泰国 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北
排放限值
460

火电厂烟气脱硝技术规范

火电厂烟气脱硝技术规范

火电厂烟气脱硝技术规范随着环境保护意识的不断提高和公众对空气质量的努力探求,烟气脱硝技术已经成为当今火电厂必不可少的设备。

烟气脱硝技术能够有效地去除生成烟气中的氮氧化物,特别是氮氧化物对大气污染的影响,这对提高环保标准,削减空气的污染,保障人类健康的作用不言而喻。

本文将就火电厂烟气脱硝技术规范进行认真介绍。

一、火电厂烟气脱硝技术简介烟气脱硝技术是一项利用化学方法进行脱硝的技术。

重要是通过在烟气中引入还原剂,将氮氧化物还原成氮气而去除的一种技术。

传统的烟气脱硝技术重要采纳的是选择性催化还原(SCR)技术。

但是SCR技术的成本较高,在运行过程中还要把握良好的技术要求,降低其运行过程中的失效率,大大加添了其操作难度。

目前,新型的脱硝技术如SNCR --选择性非催化还原、D-HMN--分子筛式夹杂、DDS--氨水直接喷淋等技术应用越来越多。

二、火电厂烟气脱硝技术规范概述火电厂烟气脱硝技术的规范包括脱硝设备的设计、脱硝剂的选择、运行、维护等多个方面。

为了保证脱硝设备的正常运行,提高脱硝效率,削减二氧化硫的排放,规范的订立尤为紧要。

1. 设计方案:对于火电厂脱硝设备的设计,要充分考虑到该设备的排放标准、投资和运营成本、设备的稳定性和牢靠性等因素。

同时,还应考虑如何保证设备的合理化分布,削减设备显现故障的可能性,提高设备可操作性。

例如,对于设备的合理化分布,可以通过合理的设计方案来实现。

这种方案可以将净化后的烟气重新输送到燃烧区域,从而达到节能环保的目的。

2. 脱硝剂的选择:脱硝剂的选择是烟气脱硝技术中的紧要一个环节。

目前比较常用的脱硝剂有尿素、氨水等。

这些脱硝剂虽然在化学性质上不一样,但各有优缺点,需要依据实际情况选用。

例如,对于尿素作为脱硝剂,在脱硝率上跟氨水相差不大,但是尿素可以在常温下存放,安全性较好,不会像氨水一样对员工带来不安全。

但是尿素在储存和输运过程中占用的体积较大,需要相应的设备来进行储存和输送。

火电厂烟气脱硝基础理论概述

火电厂烟气脱硝基础理论概述

2.
NOx对环境的危害
(1). 引发酸雨和硝酸盐沉积 NOX 排入大气后会发生如下反应 : NO+1/2O2=NO2 3NO2+H2O=2HNO3+NO 生成的硝酸(hydrogen nitrate)导致降雨的pH 降低, 当降雨的pH<5.6时,雨水呈酸性,被称为酸雨( acid rain )或硝酸盐沉降( nitrate deposition )。
(2)抑制燃料型NOx的基本策略



为了减少燃料型NOx的排放量,不仅要尽可能地抑制 NOx的生成,还要创造有利于NOx还原的条件,以促 使已经生成的NOx发生还原反应。 在煤粉燃烧的高温条件下,燃料氮中的70%~90%会转 化为挥发分氮(V-N),而在α<1的富燃料燃烧条件下, 如果可以保证一定的停留时间,由V-N生成的NOx量会 大大减少,而生成N2。 对采用大型燃烧器的大容量煤粉锅炉,是比较容易实 现富燃料燃烧和较长停留时间的。 显然,在煤燃烧过程中的一定阶段,创造富燃料区, 降低局部氧浓度,不仅对抑制V-N进一步生成的NOx, 而且对降低热力型NOx均是有效的。在α <1的区域内, 在一定的范围内提高温度对促进NO的还原反应是有利 的,但过高的温度将不利于抑制热力型NOx的生成。
(2) 引发光化学烟雾 (photochemical smog)


NOX和碳氢化合物(hydrocarbons,CmHn ) 是引发光化学烟雾的主要物质。 光化学烟雾属于二次污染,大气中的NOX和碳 氢化合物在强光照射下将发生如下反应:
造成近地面空气中O3和PAN(过氧化乙酰硝 酸盐)浓度升高,危害对人的呼吸系统和动植 物的发育。
℃=( F -32) ×5/9

火电厂烟气SCR脱硝概述

火电厂烟气SCR脱硝概述

化 效 率 反 而 下 降 。 这 主 要 是 由 于 Vz os 在 Ti 0z 上 的 分 布 不 同 造 成 的 。红 外 光 谱 表 明 , 当 V。 o 含 量 在 1 . 4 ~4 . 5 时, V o 均 匀 分 布 于 Ti o: 载体 上 , 并 且 以等 轴聚 合 的钒 基 形 式存 在 ; 当 V: o 含 量 为 6 . 6 时, V。 0 在 Ti o 载 体 上 形 成 新 的 结 晶 区 —— V。 o 结 晶区 , 从 而 降 低 了催 化 剂 的 活 性 。Vz 0s 是S C R 反 应4 t 1 1 化 剂 的活 性 组 分 , 在 NH3的 作 用 下 降 烟 气 中 Nox还 原 成 N。 和 H。 o 的同 时 . 也 将 烟 气 中的 S o。 氧 化为S o。 , 因 此 工 业 应 用 的 催 化 剂 中 V。 0s 含 量较低 ( 0 . 3 ~1 . 5 ) 。 为 保 证 催 化 剂 效 果 通 常 加 入 助催
厂 选择 性 催 化还 原 法 脱 硝 使 用 的温 度 范 围 在 2 9 0 "  ̄ 4 3 0 ℃ 。 所 以 在 电 站 锅 炉 中 脱 硝 系 统 的 安 装 选 择 在 省 煤 器 与 空 预 器 之 间 。 图 2是 脱 硝 系 统 原 理 图 。
催 化 剂最佳 温度 为 3 1 0 ℃。 4 . 3 . 2 n ( NH 3 ) / n( N0x ) ( 摩尔 比) 对 Nox脱 除 率 的 影 响 在 一 定范 围 内 , Nox脱 除 率 随 n ( NHs ) / n ( N0x )
增 加 而增 加 , n( NH3 ) / n( N0x ) 小 于 1时 , 其 影 响 更 显 著 。 该 结 果 说 明 若 NH。 投 入量 偏低 , Nox受 到 限

烟气脱硝技术阐述

烟气脱硝技术阐述

烟气脱硝技术阐述燃煤火电厂大气污染物(特别是NOX )的排放对生态环境的影响将越来越严重。

为此,必须加大污染治理力度,努力改善大气环境质量,提高污染物排放的标准。

随着国内社会经济的发展、科技的进步,人民们生活水平的日益改善,社会对环境的重视达到了空前的高度。

在国家能源环保政策的鼓励下,烟气脱硝装置成为继脱硫装置后电厂建设的重要组成部分。

这对我国电力事业的发展包括设计、运行和维护等提出了新的要求。

一、脱硝基本技术及概念降低NOx排放主要有两种措施:一是控制燃烧过程中NOx的生成,即低NOx 燃烧技术;二是对生成的NOx进行处理,即烟气脱硝技术。

由于炉内低氮燃烧技术的局限性,对于燃煤锅炉,虽然采用改进燃烧技术可以达到一定的脱除Nox 效果,但脱除率一般不超过60 % ,Nox 的排放仍不能达到令人满意的程度。

为了进一步降低Nox 排放,必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。

目前工业上应用的炉后脱硝可分为选择性非催化还原法(SNCR ),选择性催化还原法(SCR )。

河北建投沙河电厂一期工程烟气脱硝采用SCR技术,在众多的脱硝技术中,选择性催化还原法(SCR)是目前脱硝效率最高,最为成熟的脱硝技术,目前已成为国内外电站脱硝广泛应用的主流技术。

SCR 技术是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下,选择性地与NOx 反应生成N2 和H2O,而不是被O2 所氧化,故称为“选择性”。

SCR 系统包括反应器系统、氨存储及供给系统、氨喷射系统及相关的调节控制系统。

SCR 工艺脱硝反应在反应器内进行,反应器一般有垂直和水平气流两种布置方式,如图1 所示。

在燃煤锅炉中,烟气含尘量很高,一般采用垂直气流方式。

在SCR 系统设计中,最重要的运行参数是烟气温度、烟气流速、氧气浓度、NOx 浓度、SO3 浓度、催化剂劣化速度和氨逃逸率等。

烟气温度是选择催化剂的重要运行参数,催化反应只能在一定的温度范围内进行,而每种催化剂又具有最佳反应温度,因此烟气温度直接影响反应的进程。

电力火力发电厂烟气脱硝技术及应用课件 (一)

电力火力发电厂烟气脱硝技术及应用课件 (一)

电力火力发电厂烟气脱硝技术及应用课件(一)电力火力发电厂烟气脱硝技术及应用课件随着社会的发展和产业的不断扩展,人们对能源的需求也越来越大,而电力作为现代社会必不可缺的基础性能源,也在全球范围内得到广泛的应用。

然而,电力的生产也带来了一定程度的环境污染,其中烟气的排放成为了比较严重的问题,烟气中的铵氮及二氧化硫的排放给环境和人类的身体健康带来了威胁。

为了减少化石能源烟气的污染,烟气脱硝技术应运而生。

1. 烟气脱硝技术优点烟气脱硝技术作为一项用于减轻烟气污染的技术,其优点主要包括以下几个方面:1.1 减少烟气污染物排放烟气脱硝技术能够将烟气中的氮氧化物转化成氮气,从而减少烟气中的氮氧化物排放,对环境污染起到了良好的减缓作用。

1.2 降低二次污染烟气脱硝技术可对烟气进行净化,减少二氧化硫等其他污染物物质的排放,降低了二次污染的发生。

1.3 经济性烟气脱硝技术可以有效降低电力生产的污染物排放,提高发电效率,同时其在实施过程中的投资和运营成本也相对较低,从而在经济成本上也符合实际情况。

2. 烟气脱硝技术发展历程烟气脱硝技术在很早以前就有了实际应用,早期主要采用的是选择性非催化还原(selective non-catalytic reduction,SNCR)技术,该技术简单易行,成本低廉,但其效率并不够理想,存在硃架失配、裂解产物、过量烟气等问题。

随着烟气脱硝技术的不断推进,选择性催化还原(selective catalytic reduction,SCR)技术逐渐得到了广泛应用。

在SCR技术中,NH3和NOx物质在催化剂作用下发生反应,生成宜氮化物,达到减少NOx排放的目的。

3. 烟气脱硝技术应用烟气脱硝技术在电力生产、化工行业等有着广泛的应用,可用于降低各类燃煤电厂和燃气电厂的排放,降低二氧化硫的含量。

其中,SCR技术已经確立了在脫硝中的領先地位,尤其在污染物排放限制更为严格的国家和地区,SCR技术已经成为其必选技术,例如歐盟和美國。

火力发电厂的烟气脱硝流程及原理

火力发电厂的烟气脱硝流程及原理

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简议火电厂的烟气脱硫脱硝技术

简议火电厂的烟气脱硫脱硝技术

简议火电厂的烟气脱硫脱硝技术摘要:随着社会经济的快速发展以及工业化程度的提高,促进了用电需求不断增加,使得火电厂数量、规模不断增加、增大的同时,也造成了非常严重的生态破坏、大气污染。

因此在当前的形势下,加强对火电厂大气污染排放现状、烟气脱硫脱硝技术问题研究,具有重要的现实意义。

基于此,本文简述了火电厂大气污染排放,对火电厂烟气脱硫技术以及火电厂烟气脱硝技术进行了论述分析。

关键词:火电厂;大气污染;脱硫技术;脱硝技术脱硫脱硝是除去或者是减少燃煤的过程之中的NOx和SOX,如何经济有效地控制燃煤之中SOX和NOx的排放量是我国甚至是世界节能减排的领域之中急需要解决的重要问题。

合理选择和应用脱硫脱硝技术不仅可以实现脱硫脱硝的目的,还可节省操作费用、降低投资成本并减少废物产生。

1.火电厂大气污染排放分析社会经济的高速增长和城市化建设的不断推进,使得各个领域对电力资源需求不断增加,同时火电厂的大气污染物排放量也不断的增加,严重影响了生态环境,这与资源节约型和环境友好型的社会宗旨不相符合。

据相关研究分析,预计到2020年我国要达到50亿吨标准煤。

而国内电厂尤其是火电厂所需的都是煤炭等原材料,在燃烧和发电过程中,产生大量的二氧化硫、氮氧化物等大气污染物,如果不经处理,直接排放到大气中,必然会对生态环境造成非常严重的污染和破坏。

2.火电厂烟气脱硫技术的分析火电厂中的传统烟气脱硫的方法主要有干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫。

干法脱硫的原理就是使用吸收剂或者催化剂脱去烟气中的二氧化硫,这种吸收剂或者催化剂可以是固态的粉末或者颗粒。

一般在干法脱硫技术中,使用的是活性炭法和氧化物法,这种技术在含硫量较低的情况下脱硫率相对于较高,脱硫剂吸附饱和后经过解析还可以重复利用。

半干法是介于干法和湿法之间的脱硫方法,主要的半干法脱硫技术主要有炉内喷钙炉后活化法、喷雾半干法、烟道流化床脱硫法等。

常用的几种脱硫技术具体体现在:2.1活性焦烟气干法脱硫技术。

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1.4.5燃料分级——再燃

我国在元宝山发电厂600MW机组上完成直吹式制 粉系统的超细化煤粉再燃技术示范工程,脱硝效 率达到50%。 在宝钢发电厂350MW机组上完成 气体燃料作为再燃燃料的再燃技术示范工程。
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哈尔滨工业大学研究水平浓淡燃烧与垂直空气 分级燃烧相结合的低NOx燃烧技术,降低NOx 排放显著,尤其对于大型锅炉低NOx燃烧改造 具有较好的应用前景。
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几乎各大公司都有自己品牌的低NOx燃烧器。包括直 流和旋流,基本上都是根据空气分级浓淡燃烧降低 NOx排放机理来实现的,可降低NOx30%~60%。 浓淡燃烧的基本思想是将一次风分成浓淡两股气流, 浓煤粉气流是富燃料燃烧,挥发分析出速度加快,造 成挥发分析出区缺氧,使己形成的NOx还原为氮分子。 淡煤粉气流为贫燃料燃烧,会生成一部分燃料型NOx, 但是由于温度不高,所占份额不多。 浓淡两股气流均偏离各自的燃烧最佳化学当量比,既 确保了燃烧初期的高温还原性火焰不过早与二次风接 触,使火焰内的NOx还原反应得以充分进行,同时挥 发分的快速着火,使火焰温度能维持在较高的水平, 又防止了不必要的燃烧推迟,从而保证煤粉颗粒的燃 尽。 比较典型的低NOx燃烧器有三菱公司的PM燃烧器, CE公司的WR燃烧器,FW公司的旋风分离式燃烧器 等。

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1.4.1低氧燃烧


通过燃烧调整,减少氧气浓度,使燃烧过程在尽可能接近 理论空气量的条件下进行,一般可降低15%~20%的NOx 排放。 四角燃烧及墙式燃烧烟煤锅炉采用低氧燃烧技术,满负荷 时省煤器出口氧量由4%降为3%,NOx下降20%。 但是烟气中CO浓度和飞灰可燃物含量可能上升,燃烧经 济性下降。 此外,低氧浓度会使炉膛内的某些区域成为还原性气氛, 从而降低灰熔点引起炉壁结渣和腐蚀。 采用低氧燃烧技术需要运行经验,兼顾燃烧效率和NOx排 放两个因素,需综合考虑确定最佳氧量。
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1.4.2空气分级燃烧


通过送风方式的控制,降低燃烧中心的氧气浓 度,抑制主燃烧区NOx的形成,燃料完全燃烧 所需要的其余空气由燃烧中心区域之外的其它 部位引入,使燃料燃尽。 在主燃烧区,由于风量减少,形成了相对低温, 贫氧而富燃料的区域,燃烧速度低,且燃料中 的氮大部分分解为HCN、HN、CN、CH等, 使NOx分解,抑制NOx生成。
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1.4.4低NOx燃烧器

燃烧器是锅炉设备的重要组成部分,一方面它 对锅炉的可靠性和经济性起着决定性的作用, 另一方面,从NOx的生成机理来看,占NOx绝 大部分的燃料型NOx的生成是在煤粉着火阶段 完成的。因此,通过对燃烧器进行特殊设计, 改变燃烧器内的风煤比,尽可能的降低着火区 氧的浓度和温度,可抑制燃烧初期NOx的生成。




氮氧化物,如N2O、NO、NO2、N2O3、N2O4和N2O5等,其中 NO和NO2所占比例最大,是重要的大气污染物。燃煤电站氮氧 化物(NOx)指NO和NO2 ; NO在大气中可以氧化生成NO2; NOx还参与光化学烟雾和酸雨的形成,光化学烟雾会使大气能见 度降低,对眼睛、喉咙有强烈的刺激作用,并会产生头痛、呼 吸道疾病恶化,严重的会造成死亡;空气中允许的最高浓度 5mg/m3(以NO2计); 研究表明,HNO3对酸雨的贡献呈增长之势,降水中NO3— /SO42—比值在全国范围内逐渐增加。
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1.2脱硝政策法规(续)
《火电厂氮氧化物防治技术政策》
2010年1月27日环保部发布(环发[2010]10号),包括总则、防治技术路线、低 氮燃烧技术、烟气脱硝技术、新技术开发、运行管理、监督管理等.



防治技术路线 2.1倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术 和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施,以减少燃煤电厂氮氧化 物的排放。 2.2燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜 、因炉制宜,依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定。 2.3低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。 当采用低氮燃烧技术后,氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量 控制要求时,应建设烟气脱硝设施。
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1.5.2选择性非催化还原烟气脱硝技术

选择性非催化氧化还原法工艺,也被称为热力 DeNOx工艺,最初由美国的Exxon公司发明并 于1974年在日本成功投入工业应用。
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1.4.2空气分级燃烧 (续)



垂直分级常用的方法是将部分二次风移到燃烧器上部, 并拉开适当的距离,从而造成下部主燃烧区的过量空 气减少,提高煤粉浓度,使其处于缺氧燃烧状态,在 上部的二次风(OFA)的加入会进一步使燃料燃尽。 垂直空气分级可降低NOx30%。 水平空气分级,使部分二次风射流偏离炉膛,远离燃 烧中心,延迟煤与空气的混合,减少火焰中心氧量, 降低NOx生成,同时还可避免水冷壁附近形成还原性 气氛,减弱水冷壁的高温腐蚀。 空气分级减少了NOx的生成同时保证了锅炉的燃烧效 率,但是前提是必须合理设置分段风量的位置和分配 比例。如果风量分配不当,会增加锅炉的燃烧损失, 造成受热面结渣。
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1.4低NOx燃烧技术

煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有:
(1)燃料、煤种特性,如煤的含氮量、挥发分含量、燃 料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含氢量与含氮量之 比; (2)锅炉燃烧温度、燃烧区域的温度峰值; (3)锅炉过量空气系数,影响反应区中氧、氮、一氧化 氮和烃根等的含量;可燃物在反应区中的停留时间。 (4)锅炉负荷,负荷增大,燃料量增大,燃烧温度增大, NOx生成量增加。
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1.2脱硝政策法规
《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)

2003年12月23日发布 2004年1月1日执行,规定不同时段的火电厂NOx最高允许 排放浓度按下表规定执行。 2003年2月28日《排污费征收 使用管理条例》由第369号国务院令发布,自2003年7月1日 起实施。氮氧化物排污费自2004年7月1日开始征收,标准 为0.63元/千克。
火电厂烟气脱硝技术
目录
第一章 概论 第二章 选择性催化还原脱硝原理与工艺 第三章 选择性催化还原脱硝系统与设备

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第一章 概论

1.1燃煤氮氧化物危害 1.2脱硝政策法规 1.3燃煤氮氧化物排放现状 1.4低NOx燃烧技术 1.5烟气脱硝技术
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1.1燃煤氮氧化物危害

NOx的危害
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NOx生成与还原途径
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1.4低NOx燃烧技术(续)
针对NOx形成机理和影响因素,与之对应的低NOx燃 烧技术原理为: 1.减少燃料周围的氧浓度。包括:降低炉内过剩空气 系数,以减少炉内空气总量;减少一次风量和减少挥 发分燃尽前燃料与二次风的掺混,以减少着火区氧浓 度,如空气分级,低NOx燃烧器。 2.在氧浓度较少的条件下,维持足够的停留时间,使 燃料中的氮不易生成NOx,而且使生成的NOx经过均 相或多相反应而被还原分解,如燃料分级(再燃), 低NOx燃烧器。 3.在过剩空气的条件下,降低温度峰值,以减少热力 型NOx的生成,如采用降低热风温度和烟气再循环等。

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1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状(续)




我国燃煤电站锅炉的排放范围为600~1200 mg/Nm3 (固态排渣煤粉炉)、850~1150 mg/Nm3(液态排 渣煤粉炉)。 对于300 MW四角切圆的燃烧炉,NOx排放量为 610~830 mg/Nm3; 而旋流器墙式布置的锅炉,一般增大25%左右。 燃用烟煤的300 MW机组切圆燃烧锅炉采用低NOx措 施后,其NOx排放量较少,能在允许的标准范围内。 但燃用贫煤时NOx排放量普遍超标,燃用烟煤的旋流 燃烧器墙式锅炉也往往超标,W火焰锅炉大多超标。18源自 1.4.3烟气再循环

空气预热器抽取部分烟气,直接送入炉膛或者与一、 二次风混合后通过燃烧器进入炉膛,减少炉膛氧浓度, 降低燃烧温度,从而降低NOx排放; 技术的关键是烟气再循环率的选择和燃料种类的变化。 燃气锅炉上可取得50%的NOx降低效率,对于燃煤锅 炉,FGR降低NOx的效率小于20%。 烟气再循环率越高,降低NOx的效果越明显,但是再 循环率受到再循环风机出力的限制,且影响火焰稳定, 煤粉燃尽等,通常再循环率控制在20-30%。
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1.5.1选择性催化还原烟气脱硝技术



选择性催化还原法是指在催化剂的作用下,以NH3作为还原剂, “有选择性”地与烟气中的NOx反应并生成无毒无污染的N2。 和H2O。 原理首先由Engelhard 公司发现并于1957年申请专利,后来日 本在本国环保政策的驱动下,成功研制出了现今被广泛使用的 V2O5/TiO2催化剂,并分别在1977年和1979年在燃油和燃煤锅 炉上成功投入商业运用。 SCR目前已成为世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种 烟气脱硝技术。SCR技术对锅炉烟气NOx控制效果十分显著, 占地面积小,技术成熟,易于操作,可作为我国燃煤电厂控制 NOx污染的主要手段之一。同时SCR技术消耗NH3和催化剂, 也存在运行费用高、设备投资大的缺点。
1.3燃煤电厂氮氧化物排放现状
NOx生成途径主要有三种: ①“热力型”NOx(Thermal NOx),为燃烧用空气中 的N2在高温下氧化而产生的氮氧化物;低于1350℃几 乎不生成,1500 ℃少量生成,超过1500 ℃大量生成。 ②“快速型”NOx(Prompt NOx),为碳化氢燃料过浓 时燃烧产生的氮氧化物;锅炉燃烧生成量微不足道, 受压力影响较大。 ③“燃料型”NOx(Fuel NOx),为燃料中含有的氮的 化合物(如杂环氮化物)在燃烧过程中氧化而生成的 氮氧化物。 一般,当燃料中氮的含量超过0.1%时,所生成的NO 在烟气中的浓度将会超过260mg/Nm3,90%的NOx是 “燃料型”NOx,“燃料型”NOx是煤燃烧时产生 NOx的主要来源。
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